2016年, 第10卷, 第1期　刊出日期：2016-02-28

  

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宏观研究
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  我国天然气市场开放思路与方向的思考

  杜奇平, 卢新, 邱文, 陈时雨

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 1-4. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.001

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  在世界经济新常态与国内经济发展推动下,我国天然气市场开放是一种必然。论述了我国天然气市场的形成与特点,分析了我国天然气市场现状与发展趋势,研究认为我国天然气市场开放条件日趋成熟,开放的思路是开放要有借鉴,要结合国内实际创新性地开放运作,开放要有序且有度,有监管体制,开放的方向是管理体制多元化、管理队伍职业化、市场效益优先化、经营方式多样化、价格市场化、交易方式市场化和市场监管法制化。
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  中国页岩气革命浅析

  杨彤颖

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 5-7. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.002

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  以页岩气开发最早的国家美国为例,阐述了美国页岩气开发的历程以及美国页岩气革命成功的几大关键因素,介绍了中国页岩气革命的发展历程与现状,列举出当今中国页岩气开发所面临的机遇和挑战,提出促进当前中国页岩气开发的几点建议,包括：必须科学、理性地开展页岩气开发活动,需要政府进行合理的政策导向和开发监管,应搭建页岩气开发信息的共享平台,加强开发技术引进与创新,解决好降低压裂对水的消耗及压裂返排液的处理问题。
地质勘探
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  苏53区块天然裂缝特征及对水压致裂的影响

  叶成林

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 8-11. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.003

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  苏里格气田属于低渗透致密砂岩气藏,目的层为上古生界二叠系的石盒子组和山西组,研究区苏53区块采取水平井整体开发。在开发过程中,天然裂缝对水平井开发的控制作用日趋凸显。为了解苏53区块天然裂缝发育特征,进一步指导区块科学、高效开发,以岩心描述和薄片分析等常规方法对苏53区块天然裂缝发育情况进行分析,同时结合研究区测井及岩心资料,运用双侧向电阻率差异法对裂缝产状进行判断,对微裂缝在水压致裂的过程中起到的作用进行了模拟。结果表明：① 苏里格气田目的层天然裂缝以显微构造裂缝、晶间缝及颗粒间网状缝等微裂缝为主;② 微裂缝多为水平缝和斜交缝;③ 在后期压裂改造过程中,微裂缝可以改善水压致裂储层物性,提高开发效果,同时也可能由于天然裂缝的引导而造成井间连通。
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  塔河南部奥陶系热液成因碳酸盐岩储层特征

  陈兰朴, 李国蓉, 符浩, 李辉, 蒋志伟, 高鱼伟, 冯莹莹

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 12-15. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.004

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  塔河油田南部地区自震旦纪以来发生过多期岩浆喷发活动,尤其是二叠纪岩浆作用面积大、影响范围广。岩浆活动带来大量热液流体,在侵位运移过程中对碳酸盐岩产生溶蚀改造,形成以溶蚀缝孔洞为主的储集空间。其发育分布主要受断裂带控制,岩性控制作用也较明显。为进一步认识这类储层,以钻井岩心和薄片观察为基础,从储层岩石学特征、储集空间类型及储层类型、储层发育分布特征等方面研究认识了塔河油田南部奥陶系热液成因碳酸盐岩储层的特征。
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  川西侏罗系储层岩心伤害实验研究

  潘宝风, 陈颖祎, 杨东梅, 刘徐慧, 李洪波

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 16-18. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.005

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  针对川西侏罗系低压低产井储层污染严重问题,结合储层实际情况开展模拟实验研究了各污染因素对储层岩心的伤害程度,并进行了机理分析。研究结果表明,蓬莱镇组、遂宁组与沙溪庙组储层岩心水锁伤害率分别为62.34 %、46.98 %与59.39 %,药剂污染伤害率分别为70.75 %、64.90 %与62.22 %;沙溪庙组储层还存在凝析油伤害及结垢伤害,其中岩心凝析油伤害率可达88.98 %,结垢伤害率仅为5.26 %;未破胶冻胶能够堵塞流体运移通道,裂缝岩心渗透率下降接近100 %。
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  四川雅安西部地区白垩系储层特征

  刘柏, 樊仕海, 唐明, 尹宏

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 19-22. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.006

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  浅层远源次生气藏是川西南部地区一个重要的勘探开发对象。经过多年的勘探获得了多个次生气藏,展示了良好的勘探开发效果。为了拓宽次生气藏的勘探领域,利用野外剖面及邻区钻录井资料,对白垩系天马山组、夹关组的储层岩石学特征、储集空间类型、成岩作用类型等进行了分析。结果表明,天马山组储层砂岩以细粒为主,孔隙欠发育,仅局部见粒间溶孔,成岩作用强,储集性能较差;夹关组储层砂岩以中粒为主,孔隙较发育,储集空间主要为粒内溶孔,孔隙结构及连通性好,为裂缝孔隙型储层,邻区储层发育程度较高。综合分析认为,夹关组具有与已知次生气藏类似的地质特征,为该区次生油气勘探的新层系。
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  塔中隆起深层构造样式及其成因探讨

  王洪浩, 李江海, 孙唯童, 程雅琳

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 23-27. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.007

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  塔中隆起是研究塔里木盆地下古生界构造样式的良好窗口。基于对塔中隆起三维地震工区的精细解析,依据断裂期次匹配关系及断裂组合方式,可将塔中隆起三维地震工区分为3个构造样式区,即西部单冲推覆构造区、中部盐上盖层滑脱构造区及东部继承性冲断构造区。塔中隆起三维地震工区在整体上具有西部构造区变形弱,东部构造变形强的特征。最西部的单冲推覆构造区构造样式以简单的单冲推覆构造为主,且推覆构造主要集中在塔中I号断裂带,同时盐下深部地层还保存有早期的正断裂。中部的盐上盖层滑脱构造区构造样式以挤压型盐上盖层滑脱为特征,且向东滑脱幅度明显增大,盐下深部早期正断裂大多发生反转。东部继承性冲断构造区发育大量的基底卷入型逆冲断层,断层多刺穿盐层,且逆冲断层多沿早期正断裂发育。区域挤压应力的差异、膏盐岩分布的差异及先存断裂的影响是导致工区内不同区域构造特征差异的主要因素。
钻井工程
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  川东地区浅层复杂井段气体钻井应用实践

  卓云, 颜娟, 古光平, 王利

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 28-31. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.008

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  川东高陡构造区裂缝溶洞发育,且地层压力梯度较低,在浅层至中层用清水钻进,一般都有恶性井漏发生。很多井漏层都含有流动水层,大大加大了堵漏的难度。由于井下及地面条件限制,部分井难以实施清水强钻,采用气体（雾化、充气）钻井,地层产水,诱发井壁垮塌,卡钻风险高,钻井难度大。针对上述钻井难点,深入分析部分区域上部漏失地层气体（雾化、充气）钻井情况,总结了区域钻井方式优选、气体参数推荐、水泥堵漏（补壁）技术,提出了进一步开展各区域浅表层复杂井段安全快速钻井的建议。
天然气开发
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  硝酸钾示踪剂对压裂液性能影响的研究

  刘林, 刁素, 黄禹忠, 何红梅

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 32-34. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.009

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  压裂液示踪技术可解决水平井压后井筒是否通畅,泥岩段液体能否返出等疑问,通过硝酸钾示踪剂对压裂液的性能影响进行评价,表明硝酸钾与现行压裂液具有较好的配伍性,满足流变、破胶要求,岩屑吸附和室内全模拟实验表明吸附量小,岩心伤害实验表明硝酸钾基本不会造成附加伤害,可用于压裂液示踪,并优选出硝酸钾加量为4 000 mg／L。在两口水平井第一级（B靶）进行了应用,证实了示踪的这两口水平井分段压裂后井筒畅通,且各段并非同时排液,而是按照储层增能大小,由A靶逐渐至B靶。
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  气藏储气库注采井井筒监测技术现状及发展方向

  刘岩, 李隽, 王云

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 35-37. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.010

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  储气库注采井井筒监测技术是发挥储气库保障安全平稳供气、调峰需求及国家战略储备的重要关键技术之一。针对我国储气库建设起步较晚,储气库井筒监测技术尚存在的一些不足,分析了国内外气藏储气库井井筒监测的技术发展与应用现状,提出了应试验推广井下光纤压力温度监测技术、使用多种测井方法监测注采井油套管腐蚀情况的复合监测技术、借鉴国内外储气库安全运行的成熟经验,研发并形成适合我国气藏储气库注采井安全生产的井筒监测相关石油天然气行业相关规范。
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  苏里格气田集气站固体消泡工艺应用与评价

  张春, 张金波, 孙立宏, 张延, 任振华

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 38-39. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.011

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  苏里格气田近几年开展泡沫排水采气,有效排除了井筒积液,提高了单井产量。然而规模泡排给集气站安全平稳运行带来了影响,为解决泡沫对分离、计量、设备运行等方面的不利影响,开展了苏里格气田集气站消泡工艺应用研究。阐述了固体消泡工艺的特点和机理,介绍了固体消泡装置及对固体消泡药剂的选择,并优选1集气站开展消泡工艺现场试验,通过现场的液体和固体两种消泡工艺对比分析,发现固体消泡自然破泡时间短、抑泡时间长,消泡效果优于液体消泡;固体消泡药剂成本低、附加成本小,工艺具有操作简单、易于管理、受限条件少等优势。
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  疏松砂岩气藏层内原生可动水流动临界条件研究

  邓勇, 何巍, 康博, 徐兵

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 40-42. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.012

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  疏松砂岩气藏由于岩心疏松、泥质含量及束缚水含量较高,导致在开采过程中易出水。通过对疏松砂岩气藏出水水源分析认为,层内原生可动水是疏松砂岩气藏重要的出水来源之一。在对层内原生可动水形成机制分析的基础上,从该类可动水流动机理分析入手,利用测井参数自然电位计算出泥质含量,通过泥质含量与排驱压力之间的关系计算排驱压力,根据原生可动水流动临界条件得到流动临界井底流压,再结合气井产量公式计算出原生可动水流动的临界产量,从而得到了层内原生可动水流动的临界条件以及计算方法,以涩北气田为例,实例计算了气藏层内原生可动水流动产出的临界条件。
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  大牛地气田乳化物形成机理、防治方法研究及应用

  杨林江, 温宏刚, 张玉玺

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 43-45. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.013

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  随着大牛地气田近10年的开采,气井压力逐渐降低,携液能力减弱,在借助泡排剂辅助气井排液的同时又会导致气井产出液出现不同程度的乳化,严重影响了整个生产流程的正常运转。为此,研究了乳化物的形成机理,通过实验研究明确了温度、凝析油含量、泡排剂浓度、甲醇浓度等对乳化物形成的影响程度。研究结果表明：① 加入泡排剂后无法避免乳化物的形成;② 随凝析油含量升高乳化物稳定性减弱;③ 随泡排剂量增加,乳化物含量变化不大,但乳化物稳定性增强;④ 温度升高到30℃以上乳化物静置后半小时内破乳率可达80 %左右;⑤ 甲醇浓度30 %为乳化物含量和稳定性的转折点,超过30 %后,含醇乳化物稳定性呈减弱趋势。⑥ 现场应用中使乳化物温度升高到30℃以上、满足泡排要求的前提下最大限度降低泡排剂浓度、满足气井解防堵要求的前提下最大限度降低甲醇浓度可以有效削弱乳化物稳定性、降低乳化物含量。
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  沁水盆地北缘煤层气井产气主控因素研究

  马少妍, 徐猛

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 46-49. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.014

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  煤层气井产气特征的主控因素研究是进行煤层气井后期开发工艺及参数优化的前提和基础。以沁水盆地北缘H区块为例,从煤层气井钻井、压裂、测井、试井、样品测试、排采等多种资料出发,对该区已投产两年以上的煤层气井的生产特征及其控制因素进行分析研究。经研究认为：H区块煤层气井总体表现为初始见气时间长、初始累计产水量大、典型日产水量较高、典型日产气量较小的特点,表明该区气水产出规律复杂。进一步分析总结得出,煤层气的产出受含气量、煤层厚度、地解比、渗透率、含气饱和度、有效地应力、工程因素、排采制度等多种因素的共同影响。
地面工程
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  中缅输气管道澜沧江段地震工况的应力分析

  贺三, 张伊恒, 梁武东

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 50-53. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.015

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  中缅天然气输气管道澜沧江跨越工程位于怒江澜沧江地震带,为确保输气管道运行安全,减少地震威胁和避免次生灾害的发生,建立了澜沧江跨越段及两侧高陡边坡整体应力分析模型,以分析软件CAESAR II作为模拟手段,以ASCE 7-10规范作为地震载荷计算依据,采取不同地震载荷组合的形式对澜沧江段输气管道进行应力影响分析。分析结果表明：横向地震载荷对管道的应力影响最大;跨越段起终点及两侧管道固定墩为应力集中点,其中江顶寺侧固定墩处应力值最大;管道所受应力处于许用应力范围内,满足国内管道设计规范要求,但校核应力若采用管材许用应力的90 %则超出了规范要求,存在运营安全风险。
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  油套窜通高压气井安全生产措施

  宋晓俊, 黄钟新, 任亮, 张利红

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 54-56. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.016

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  在高压、高温油气井的生产阶段,环空异常持续带压将直接影响到气井和现场作业人员的安全,其中以油套窜通的类型最为严重。针对克深气田12口油套窜通高压气井的生产现状,分析了油套窜通给安全生产带来的突出问题,结合油套窜通高压气井所表现出的环空压力异常现象,根据其产量、油套连通性、关井井口压力及环空最大许可工作压力的关系对这类井进行分类分级管理,提出了安全生产的思路和具体措施。
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  输气管道站场放空管扩散事故模拟分析

  王坤

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 57-59. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.017

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  针对如何确定输气管道站场放空管内天然气燃烧时释放的辐射量对周边环境的影响程度,建立了放空管扩散事故模型,使用安全评估软件PHAST 6.51模拟计算出在不同放空速率下的事故影响范围及变化特点,定量分析了不同放空速率对放空扩散范围、燃烧热辐射及爆炸超压后果的影响程度,以及大气稳定度对天然气扩散和对喷射火热辐射范围的影响,得出了模拟分析结论：随着放空速率的增大,天然气扩散范围逐步增加,热辐射及爆炸的影响范围也大幅增加;随着大气稳定度的增加,天然气扩散越困难,大气稳定度对喷射火热辐射范围无影响。
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  天然气生产单位输气与下载输差统计分析

  练兴元

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 60-61. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.018

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  为减少计量交接输差,维护双方单位的权益,有必要统计分析输差原因,提出减少输差的控制措施。以中国石油西南油气田公司川西北气矿为例,通过对输气与下载输差统计,分析产生输差的原因,并提出统一计量标准、完善工艺技术、操作尽量同步、设置报警值、同步更新参数等管理控制措施。
市场与价格
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  我国天然气市场竞争环境模型及其实证研究

  熊志坚, 刘炯, 李晨曦

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 62-65. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.019

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  针对国内天然气市场竞争,研究提出了由5类、58项要素构成的天然气市场竞争环境评价模型,选取5家天然气销售企业进行了抽样调查和实证分析,从供应商讨价还价能力、购买者讨价还价能力、潜在竞争者进入能力、替代品替代能力、行业内企业竞争能力等方面对我国天然气市场竞争环境作出了相应的整体分析和判断。
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  基于供求关系的天然气市场营销策略及其实证研究

  林弘光, 蒲艾婧, 王建敏

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 66-69. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.020

  摘要 ( ) PDF全文 (399KB) ( ) 可视化 收藏

  针对国内天然气市场竞争,结合我国天然气营销实践,提出了基于供求关系的天然气市场营销策略,包括目标市场供不应求和供大于求情况下的营销策略,以及目标市场细分及差异化营销策略,选取5家天然气销售企业进行了抽样调查和实证分析,研究表明,从重要性和有效性两方面对天然气市场营销策略进行的排序和相应分析,并提出相应建议。
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  四川页岩气产业发展的SWOT分析

  李垂窈, 文革, 杨宝平, 张淑英

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 70-74. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.021

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  四川的页岩气资源量和可采资源量均位居全国前列,也是我国最早进行页岩气勘探开发实践的省份,页岩气发展潜力巨大。为加快四川页岩气产业发展,在阐述了四川页岩气产业发展现状的基础上,利用SWOT矩阵模型对页岩气产业发展的优势与劣势、机会与威胁进行综合分析,对SWOT四要素进行了量化评估,得出四川页岩气产业发展的战略定位为机会实力型,并提出加强资源勘查、明确矿权、综合开发页岩气为主的多种资源以及进行技术创新等促进四川页岩气产业发展的建议。
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  关于船用LNG燃料发展的分析与探讨

  欧向波, 陈锦芳, 梁晓敏

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 75-77. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.022

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  船用LNG的发展具有清洁环保、经济高效的优势,对节能减排、优化能源结构、改善空气质量和避免水域污染意义重大。为此,对船用LNG燃料发展进行了探讨与分析,通过数据对比分析,总结了船用LNG燃料经济环保、安全可靠、适用性强的优势,指出了目前船用LNG发展所存在的问题,明确了船用LNG燃料的发展形势。同时,运用相关数据,首次对2015年、2025年佛山市船用LNG需求量进行预测,并针对目前船用LNG燃料发展存在的关键问题提供了合理的建议。
经营管理
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  老气田中心站管理模式的建设和应用浅析

  陈志强, 曹文辉, 李兵, 刘智勇, 鹿晓燕, 罗雯

  天然气技术与经济. 2016, 10(1): 78-80. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2016.01.023

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  针对蜀南地区老气区井站众多且分散、管理难度较大,一线操作员工数量跟不上产量递增的矛盾等问题,引进中心站管理模式进行优化管理。阐述了中心站管理模式的涵义及老气区传统井站管理模式存在的问题,介绍了气田中心站管理模式的工作思路、具体内容及模式的构架,以及初步在老气区井站实施效果。